“determinantes de riesgo y exposiciÓn a altas …

PORTADA

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

DIRECCIÓN GENERAL DE POSGRADOS

MAESTRÍA EN SEGURIDAD Y PREVENCIÓN DE RIESGOS DEL TRABAJO

“DETERMINANTES DE RIESGO Y EXPOSICIÓN A ALTAS PRESIONES EN

OPERACIONES DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS PETROLEROS, EN

EL PERIODO 2014-2015”.

Informe final de Investigación presentado como requisito para optar al

Grado de Magister en Seguridad y Prevención de Riesgos laborales.

Autor: Bruno Santiago Salguero Zambonino

Director Científico: Washington Paz C.

Quito-Marzo-2015

ii

CONTRAPORTADA


DIRECCIÓN GENERAL DE POSGRADOS


“DETERMINANTES DE RIESGO Y EXPOSICIÓN A ALTAS PRESIONES EN

OPERACIONES DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS PETROLEROS, EN

EL PERIODO 2014-2015”.

Informe final de Investigación presentado como requisito para optar al

Grado de Magister en Seguridad y Prevención de Riesgos laborales.

Autor (a) : Bruno Santiago Salguero Zambonino

Teléfono : 022604192 / 0984408228

E-mail : [email protected]

Quito-Marzo-2015

iii

CERTIFICACIÓN DE AUTORIA DE TRABAJO

Yo, BRUNO SANTIAGO SALGUERO ZAMBONINO, declaro bajo juramento que el

trabajo aquí descrito es de mi autoría, que no ha sido presentado para ningún grado o

calificación profesional.

Además; y, que de acuerdo a la Ley de propiedad intelectual, el presente Trabajo de

Investigación pertenecen todos los derechos a la Universidad Tecnológica Equinoccial,

por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.

___________________________________

Bruno Santiago Salguero Zambonino

CI. 171379402-0

iv

APROBACIÓN DEL DIRECTOR

En mi calidad de Director del Trabajo de Grado presentado por el (la) señor (señorita)

BRUNO SANTIAGO SALGUERO ZAMBONINO, previo a la obtención del Grado de

Magister en SEGURIDAD Y PREVENCION DE RIESGOS LABORALES, considero que

dicho Trabajo reúne los requisitos y disposiciones emitidas por la Universidad

Tecnológica Equinoccial por medio de la Dirección General de Posgrado para ser

sometido a la evaluación por parte del Tribunal examinador que se designe.

En la Ciudad de Quito, a los 28 días del mes de marzo de 2015

__________________________________

Dr. Washington Paz C.

CI. 170675897-4

v

AGRADECIMIENTO

A la Universidad Tecnológica Equinoccial, y de manera especial a Washington

Paz por su tiempo y guía en este trabajo culminado.

vi

DEDICATORIA

A mis Padres con todo mi cariño, amor y respeto ya que hicieron todo en la vida

para que pueda lograr mis objetivos, tanto profesionales como personales, por

motivarme y siempre estar presente cuando más lo necesitaba, a ustedes por

siempre mi corazón y mi agradecimiento.

A mi esposa por su paciencia y comprensión, prefirió sacrificar su tiempo para que

yo pudiera cumplir el mío. Por ser un apoyo incondicional, esta tesis lleva mucho

de ti, gracias por estar siempre a mi lado.

A mis hijos Flor María, Paula Cecilia y Jorge Luis, que son el motor que mueve mi

vida, por la paciencia y amor que siempre me brindan, por la alegría y la paz que

me hacen sentir, por la fortaleza para la realización de cada uno de los logros

alcanzados en mi vida, ya que sin ustedes nada de esto hubiera sido posible.

A mi hermano, que desde el cielo siempre ha sido mi guía y mi luz como lo fue en

la tierra.

vii

TABLA DE CONTENIDOS

PORTADA ................................................................................................................ i

CONTRAPORTADA ................................................................................................ ii

CERTIFICACIÓN DE AUTORIA DE TRABAJO ..................................................... iii

APROBACIÓN DEL DIRECTOR ............................................................................ iv

AGRADECIMIENTO ................................................................................................ v

DEDICATORIA ....................................................................................................... vi

TABLA DE CONTENIDOS .................................................................................... vii

RESUMEN ............................................................................................................. 1

ABSTRACT ............................................................................................................ 3

INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 5

1. PROBLEMA DE LA INVESTIGACIÓN............................................................. 5

1.1. Planteamiento del problema: ..................................................................... 5

1.2. Antecedentes del problema: ...................................................................... 6

1.3. Descripción del problema: ......................................................................... 7

1.4. Justificación: .............................................................................................. 7

1.5. Interrogante de la investigación: ............................................................... 8

2. MARCO REFERENCIAL ................................................................................. 8

2.1. Razones para efectuar operaciones de reacondicionamiento de pozos. .. 9

2.1.1. Invasión de agua salada: .................................................................... 9

2.1.2. Agotamiento y baja recuperación del intervalo: .................................. 9

2.1.3. Daños a las formaciones productoras: ............................................... 9

2.1.4. Cementaciones primarias defectuosas: ............................................ 10

2.1.5. Desprendimientos y roturas en las tuberías de revestimientos: ....... 10

2.1.6. Alta relación gas-aceite (GOR): ........................................................ 11

2.1.7. Cambio de función del pozo: ............................................................ 11

2.1.8. Inyección de agua: ............................................................................ 11

2.1.9. Acumulación de arena frente a los intervalos abiertos: .................... 12

2.1.10. Tuberías obturadas en su interior con sal, arena o fluidos: .............. 12

2.1.11. Comunicación entre empacadores y tubería: ................................... 12

2.1.12. Cambios en la completación de producción o en el sistema de

recuperación de acuerdo a la etapa productiva del pozo:.............................. 13

2.1.13. Agotamiento total: ............................................................................. 13

2.2. Control de pozos en reacondicionamiento .............................................. 13

viii

2.3. Fluidos para controlar el pozo ................................................................. 14

2.4. Presión .................................................................................................... 15

2.5. Tipos de presión ...................................................................................... 15

2.5.1. Presión de fluido ............................................................................... 15

2.5.2. Presión hidrostática .......................................................................... 16

2.5.3. Presión manométrica y atmosférica .................................................. 16

2.5.4. Presión de formación ........................................................................ 16

2.5.5. Presión de fractura ........................................................................... 16

2.6. Surgencias .............................................................................................. 16

2.6.1. Densidad insuficiente del fluido ........................................................ 17

2.6.2. Llenado deficiente del pozo .............................................................. 17

2.6.3. Pistoneo/Compresión ....................................................................... 17

2.6.4. Pérdida de circulación ...................................................................... 18

2.6.5. Obstrucciones del pozo .................................................................... 18

2.6.6. Aumento en la presión de formación ................................................ 18

2.7. Responsabilidades y planeación en el control de pozos ......................... 18

2.7.1. Simulacros ........................................................................................ 18

2.7.2. Preventor de reventones (BOP)........................................................ 19

2.8. Ruido ....................................................................................................... 22

2.8.1. Continuos ......................................................................................... 22

2.8.2. De impacto ....................................................................................... 22

2.8.3. Intermitente ....................................................................................... 23

2.9. Temperatura ............................................................................................ 23

2.10. Vibración .............................................................................................. 23

3. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN. ......................................................... 23

3.1. Objetivo general: ..................................................................................... 23

3.2. Objetivos específicos: ............................................................................. 23

3.3. Variables en estudio ................................................................................ 24

3.4. Matriz de operacionalización de variables ............................................... 25

4. METODOLOGÍA ............................................................................................ 26

4.1. Tipo de Investigación. ............................................................................. 26

4.2. Población y/o Muestra. ............................................................................ 26

4.3. Criterios de Inclusión. .............................................................................. 26

4.4. Criterios de Exclusión. ............................................................................. 26

ix

4.5. Mediciones. ............................................................................................. 26

4.6. Descripción General de los Instrumentos a Utilizar. ................................ 27

Temperatura seca del aire: ............................................................................ 27

Vibración: ....................................................................................................... 27

Ruido ............................................................................................................. 28

Presión ........................................................................................................... 28

4.7. Validez y confiabilidad. ............................................................................ 28

4.8. Procedimiento de recolección de datos. .................................................. 28

4.9. Procedimiento para el análisis de datos. ................................................. 29

4.10. Consideraciones bioéticas ................................................................... 29

5. RESULTADOS .............................................................................................. 30

5.1. Descripción ............................................................................................. 30

5.1.1. Proceso productivo y tecnológico en operaciones de

reacondicionamiento de pozos petroleros. .................................................... 30

5.1.2. Caracterización de las muestras ....................................................... 32

5.2. Análisis y discusión de resultados ........................................................... 41

5.3. Discusión de resultados .......................................................................... 46

5.4. Conclusiones ........................................................................................... 48

5.5. Recomendaciones................................................................................... 49

BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................... 50

ANEXOS: ............................................................................................................. 52

Anexo 1: Consentimiento Informado ................................................................. 52

Anexo 2: Cuestionario de investigación ............................................................ 55

Anexo 3: Carta de autorización ......................................................................... 61

Anexo 4: Mapa de ruido .................................................................................... 62

Anexo 5: Mapa de ubicación y ubicación del ruido ........................................... 62

Anexo 6: Descriptivo de cargo: Jefe de pozo (tool pusher) ............................... 63

Anexo 7: Descriptivo de cargo: Supervisor de cuadrillas .................................. 68

Anexo 8: Descriptivo de cargo: Maquinista ....................................................... 73

Anexo 9: Descriptivo de cargo: Encuellador ..................................................... 77

Anexo 10: Descriptivo de cargo: Obrero de patio ............................................. 81

Anexo 11: Manómetro calibrado de presión ...................................................... 85

Anexo 12: Sonómetro ....................................................................................... 86

x

TABLA DE ILUSTRACIÓN

Tabla 1 Frecuencia de Estado Civil ...................................................................... 32

Tabla 2 Frecuencia por Nivel de Instrucción ........................................................ 33

Tabla 3 Frecuencia por Cargo en la Empresa ...................................................... 33

Tabla 4 Frecuencia de Grupo de Experiencia ...................................................... 34

Tabla 5 Frecuencia por grupos de jornada laboral ............................................... 34

Tabla 6 Frecuencia por horario de trabajo ........................................................... 35

Tabla 7 Frecuencia por capacitaciones ................................................................ 35

Tabla 8 Frecuencia de entrega de EPP ............................................................... 36

Tabla 9 Frecuencia por turnos nocturnos ............................................................. 36

Tabla 10 Frecuencia por Supervisión en el trabajo .............................................. 37

Tabla 11 Frecuencia por riesgo de exposición ..................................................... 37

Tabla 12 Frecuencia por Exposición al Ruido ...................................................... 38

Tabla 13 Frecuencia por trabajos con altas temperaturas Ambientales ............... 38

Tabla 14 Frecuencia por presión en PSI (lb/pulg2) .............................................. 39

Tabla 15 Frecuencia por vibración ....................................................................... 39

Tabla 16 Frecuencia por calibración y mantenimiento de equipos ....................... 40

Tabla 17 Frecuencia por herramientas tecnológicas ............................................ 40

Tabla 18 Actividad según presión en PSI (lb/pulg2) ............................................. 41

Tabla 19 Cargo que desempeña según presión en PSI (lb/pulg2) ....................... 42

Tabla 20 Experiencia laboral según presión en PSI (lb/pulg2) ............................. 43

Tabla 21 Mapa de ubicación y medición de ruido ................................................ 44

Tabla 22 Puesto de trabajo según dB .................................................................. 44

Tabla 23 Cargo que desempeña según ruido ...................................................... 45

1

RESUMEN

El presente trabajo tiene como objetivo principal estudiar los determinantes de

riesgo y la exposición a altas presiones en las operaciones de

reacondicionamiento de pozos.

Se aplicó 23 encuestas, que es el 100% de funcionarios que trabaja en las

operaciones de reacondicionamiento de pozos, con el objetivo de caracterizar la

exposición a determinantes de riego y exposición a altas presiones en dichos

funcionarios cuyos resultados fueron:

El 48% del personal que labora en operaciones de reacondicionamiento de

pozos está expuesto a trabajos operacionales con altas presiones.

El cargo de encuellador, maquinista, supervisor y tool pusher; están

expuestos a trabajos operacionales con altas presiones.

Mientras incrementa la experiencia laboral, incrementa la posibilidad de la

exposición a trabajos operacionales con altas presiones.

Los cargos de cuñeros y maquinistas son los más expuestos al ruido

(dB=83,8), y su tiempo máximo de exposición al ruido debería ser de 9

horas al día, cuando ellos laboran 12 horas al día.

Se describió los procesos productivos, tecnológicos y se identificó que el trabajo

con presiones elevadas fue el punto crítico en operaciones de

reacondicionamiento de pozos.

Los trabajos de reacondicionamiento se denomina a una serie de trabajos

realizados a pozos con el fin de mantener su producción constante y que sea

económicamente rentable.

Los principales objetivos de los reacondicionamientos de pozos son:

Obtener y mantener una comunicación efectiva y no obstruida entre el

reservorio y el hoyo de pozo.

Lograr la máxima recuperación con el mínimo trabajo de

reacondicionamiento de pozo.

Colocación y encementado del revestimiento.

Descripción adecuada de reservorio.

2

Estimulación para quitar daños a las formaciones

En la terminación de pozo se debe tomar en cuenta y facilitar el trabajo de

recuperación. Por tanto, se requiere un buen criterio y revisar los aspectos

financieros.

Palabras clave: Presión de trabajo, operaciones de reacondicionamiento, pozos

petroleros, procesos productivos.

3

ABSTRACT

The principal objective this paper is studying the determinants of risk and

exposure to high pressures in Wells Workover operations.

It was 23 polls, which is 100% of civil servants working in workover operations,

with the aim of characterizing the determinants of irrigation exposure and

exposure to high pressures in such officials whose results were:

48% of the personnel working in workover operation is exposed to

operational jobs with high pressures.

The charge of encuellador, Machinist, supervisor and tool pusher; they are

exposed to operational jobs with high pressures.

While increasing the work experience, it increases the possibility of

exposure to operational jobs with high pressures.

Charges of cuneiform and machinists are the most exposed to noise (dB =

83, 8), and its maximum noise exposure time should be 9 hours a day,

when they work 12 hours a day.

Described production, technological processes and identified that working with

high pressure was the critical point in workover operations.

The workover operation is called to a series of works carried out to wells in order

to maintain its constant production and to be financially profitable.

The main objectives of workover operation are:

To obtain and maintain an effective and an unobstructed communication

between the reservoir and the wellbore.

To attain maximum recovery with minimum well workover.

To attain maximum recovery with minimum well workover.

Adequate reservoir description

Stimulation to remove formation damage

Well completion should make allowance for remedial work. Hence, needs

judgement and economics

4

Keywords: Pressure work, workover operation, Wells of petroleum, productive

process.

5

INTRODUCCIÓN

En trabajos de reacondicionamiento de pozos, los problemas se dan por errores

cometidos por factores humanos como: falta de procedimientos o no aplicarlos,

empleados sin experiencia o no capacitados, falta de planificación, etc.; o por falla

tanto en equipos como instrumentos que no garantizan una medida de

confiabilidad en las operaciones de reacondicionamiento. El trabajo con altas

presiones implica que todo funcione al 100%, tanto el factor humano como

equipos e instrumentos; si esto no llega a pasar las consecuencias pueden ser

desastrosas.

El estudio de los determinantes de riesgo, la presión y sus interacciones con la

operaciones de reacondicionamiento de pozos es de suma importancia para los

trabajadores de taladros de reacondicionamiento, ya que el no conocimiento o el

no cumplimiento de los procedimientos establecidos por la Operadora conllevara

a situaciones donde no solo existirá pérdidas económicas, si no también

accidentes laborales de gran magnitud.

Un plan de mantenimiento adecuado, tanto de equipos, como instrumentos que se

utiliza en el reacondicionamiento de pozos, permitirá confiabilidad en las

operaciones que se desarrollen.

Identificar los determinantes de riesgo previo a las operaciones de

reacondicionamiento de pozos que se va a realizar, mediante un check list, es de

suma importancia, ya que los empleados inmersos en las operaciones tendrán el

conocimiento necesario para solventar cualquier tipo de inconvenientes en la

operación.

1. PROBLEMA DE LA INVESTIGACIÓN

1.1. Planteamiento del problema:

Presión por definición es la fuerza por unidad de área que ejerce un fluido. En la

industria petrolera existen diferentes tipos de presión como: presión de formación,

presión hidrostática, presión de fricción y presión de fractura. El entendimiento de

las presiones y sus interrelaciones es un factor importante para resolver

problemas en las operaciones de reacondicionamiento de pozos petroleros y para

6

proteger la vida de sus operarios. Todas las personas involucradas en dicha

operación, deben estar informados sobre las presiones que se manejan. Cuando

se exceden ciertos límites de presión, las consecuencias pueden ser desastrosas

desde reventones hasta causar la muerte de las personas que se encuentran

cerca de las operaciones. Para que esto no ocurra es necesario controlar y

mantener el proceso dentro de los límites de seguridad requeridos e incrementar

la eficiencia de los equipos que se maneja en dicha operación. (Well Control

International)

1.2. Antecedentes del problema:

El petróleo en Ecuador se explota desde el año 1911, donde se perfora el primer

pozo petrolero en la Península de Santa Elena, llamado “Ancon 1”. En el año

1967 inicia la explotación en el Oriente ecuatoriano con la perforación del pozo

“Lago Agrio 1”. En el Ecuador se produce petróleo de dos zonas: La Península de

Santa Elena y en el Oriente ecuatoriano (PETROECUADOR, 2004).

El 23 de junio de 1972, la Corporación Estatal Petrolera ecuatoriana (CEPE),

inicia sus actividades con la misión de precautelar los hidrocarburos del suelo

ecuatoriano. Dicha Estatal toma todas las fases de las operaciones como:

exploración, explotación, industrialización y comercialización (PETROECUADOR,

2004).

El 26 de septiembre de 1989, se crea Petroecuador con personalidad jurídica,

patrimonio propio, autonomía administrativa, económica, financiera y operativa.

Dicha Empresa se conforma con tres filiales: Petroproducción, Petroindustrial y

Petrocomercial (PETROECUADOR, 2004).

EL 2 de enero del 2013 se concreta el proceso de absorción de la Gerencia de

exploración y producción de EP Petroecuador (Petroproducción) a

Petroamazonas EP.

La empresa pública ecuatoriana dedicada a la exploración y producción de

hidrocarburos. Está a cargo de la operación de 19 bloques petroleros en el

Oriente ecuatoriano y 3 bloques en el Litoral. La producción es de alrededor de

360.000 barriles de petróleo por día.

7

Actualmente trabaja con 40 torres de reacondicionamiento, la operación de

reacondicionamiento es una operación continua (24 horas día-365 días año), con

turnos rotativos (día-noche) de 12 horas diarias de trabajo.

1.3. Descripción del problema:

Presión por definición es la fuerza por unidad de área que ejerce un fluido. En la

industria petrolera existen diferentes tipos de presión como: presión de formación,

presión hidrostática, presión de fricción y presión de fractura. El entendimiento de

las presiones y sus interrelaciones es un factor importante para resolver

problemas en las operaciones de reacondicionamiento de pozos petroleros y para

proteger la vida de sus operarios. Todas las personas involucradas en dicha

operación, deben estar informados sobre las presiones que se manejan. Cuando

se exceden ciertos límites de presión, las consecuencias pueden ser desastrosas

desde reventones hasta causar la muerte de las personas que se encuentran

cerca de las operaciones. Para que esto no ocurra es necesario controlar y

mantener el proceso dentro de los límites de seguridad requeridos e incrementar

la eficiencia de los equipos que se maneja en dicha operación (Well Control

International).

1.4. Justificación:

Trabajar con altas presiones implica un sin número de riesgos que pueden verse

afectados en los operarios que trabajan en la operación de reacondicionamiento y

perforación de pozos petroleros, se debe controlar un pozo cuando la presión de

formación excede la presión hidrostática ejercida por el fluido de perforación,

permitiendo el ingreso del fluido de formación al pozo, esto puede derivar en un

descontrol total del pozo, independientemente si el influjo ha ocurrido durante la

perforación, en un pozo en producción o que un pozo este totalmente

descontrolado. El control en las operaciones de reacondicionamiento y

perforaciones mantienen una presión de fondo a un rango determinado, igual o un

poco mayor que la presión de formación, para evitar futuros ingresos de fluido de

formación al pozo. A demás de esto se necesita equipos con un plan de

mantenimiento continuo que nos ayuden a maximizar la confiabilidad de dichos

equipos y operarios con suficiente capacitación para la identificación de una

8

manera más oportuna y eficiente las señales que indican una zona de presión

anormal. Estas señales deben ser reconocidas por el personal y trasmitidas para

su análisis respectivo (Barberii, 1998).

Es importante para el trabajador en las torres de reacondicionamiento conocer

acerca de su proceso laboral, la organización, las condiciones y por ende los

riegos a los cuales podría estar expuesto; solo así se lograría que el trabajador se

empodere y luche por mejorar las condiciones de trabajo.

La razón de este estudio es determinar los riesgos y la exposición a altas

presiones en operaciones de reacondicionamiento de pozos petroleros, para

conocimiento de los trabajadores de esta área a los procesos de operación que

están expuestos.

1.5. Interrogante de la investigación:

¿Cuáles son los determinantes de riesgo y su relación con la exposición a altas

presiones en las Operaciones de reacondicionamiento de pozos ubicada en el

Campo Cuyabeno en el periodo 2014-2015?

2. MARCO REFERENCIAL

Las operaciones de reacondicionamiento de pozos petroleros son de suma

importancia, ya que esto ayudara a la prolongación de la vida útil de cada pozo

petrolero. La economía y el tipo de pozo determinan el tipo de trabajo de

reacondicionamiento a realizar.

En todas las operaciones de reacondicionamiento de pozos petroleros, en algún

momento puede haber un problema de presión y provocar la pérdida de vidas,

propiedades y en algunos casos puede resultar inmanejable. De ahí que resulte

importante insistir que las cuadrillas de trabajos estén bien entrenadas y reafirmen

los conceptos de presión en sus diferentes modalidades, se identifiquen con la

geometría del pozo, los accesorios introducidos y las posibles dificultades que

enfrentarán antes y durante las actividades de trabajo.

Las operaciones de reacondicionamiento a un pozo se efectúa cuando (previo

estudios), éste cuente con las reservas suficientes de hidrocarburos. Distintos

factores intervienen desde su planeación:

9

Los aspectos económicos que determinarán la intervención.

La seguridad en todas las operaciones del reacondicionamiento.

El impacto ambiental alrededor de la instalación de trabajo.

El análisis de que es un recurso natural no renovable.

2.1. Razones para efectuar operaciones de reacondicionamiento de

pozos.

Las razones para efectuar operaciones de reacondicionamiento de pozo son:

2.1.1. Invasión de agua salada:

Es un problema normal en yacimientos de hidrocarburos que aportan por empuje

hidráulico y que por la explotación de los mismos, se incrementa el porcentaje de

agua haciéndolo incosteable. La corrección se efectúa aislando el agua salada

por medio de cementaciones a presión y redisparando el intervalo a un nivel

donde sea costeable. Conociendo las propiedades de la formación y de los

fluidos, se podrá calcular la profundidad donde se espera alcanzar que produzca

el pozo satisfactoriamente (Carl, 2006).

2.1.2. Agotamiento y baja recuperación del intervalo:

La explotación continua de un yacimiento trae como consecuencia cambios en las

condiciones que ocasionan problemas en la operación de los pozos. Una de ellas

es el abatimiento (baja) de presión a medida que se explotan, por lo que su

energía propia disminuirá siendo insuficiente para que los pozos fluyan por sí

mismos. En estos casos la reparación se efectúa para aislar el intervalo agotado

por baja recuperación y la apertura de un nuevo intervalo para incorporar

nuevamente el pozo a producción (Thomas & Alan, 1978).

2.1.3. Daños a las formaciones productoras:

En las etapas de perforación, terminación e inclusive durante el mantenimiento a

los pozos se utilizan distintos fluidos de control, causando en mayor o menor

grado alteración en las propiedades de la roca, en la vecindad del pozo. Esto

10

provocará un daño a la permeabilidad de la formación, la cual puede ser leve o

severa.

Entre las causas que originan estos daños se tienen:

Invasión de partículas sólidas en los fluidos de control.

Hinchazón de arcillas al ser desestabilizadas por el agua de filtrado del

fluido.

Bloqueo del agua o emulsión por el filtrado del fluido.

Para este caso las operaciones de intervención, intentan recuperar, mejorar y

aumentar la productividad de esas formaciones dañadas. El daño se elimina

mediante fracturación, acidificación, inyección de aditivos adecuados a la

formación; si es necesario inyectar cemento a presión y redisparar a través del

intervalo productor (Barberii, 1998).

2.1.4. Cementaciones primarias defectuosas:

Estos problemas pueden ocasionar comunicación del intervalo productor con otra

zona, debido a la deficiencia y canalización del cemento por el exterior de la TR,

originando la falta de control de los hidrocarburos que aporte del pozo o bien la

presencia de fluidos indeseables. Una planeación adecuada al elaborar el

programa de intervención permitirá ejecutar las operaciones necesarias para su

corrección (Frick & Taylor, 1962).

2.1.5. Desprendimientos y roturas en las tuberías de revestimientos:

Las fallas en las en las tuberías se presentan por fisuras, aplastamientos

(colapsos) o desprendimientos. Las causas que los originan son la fatiga o

desgaste del acero, esfuerzos de tensión, efectos de corrosión, esfuerzos

excesivos de las formaciones alrededor de las tuberías, originados por sus

características plásticas.

Al presentarse estos problemas existe alto riesgos de que se presente un brote y

pueda ocasionar hasta la pérdida del pozo. Siendo importante su reparación para

integrarlo nuevamente a condiciones óptimas de producción (Villabona, 1992).

11

2.1.6. Alta relación gas-aceite (GOR):

Es otra razón para intervenir un pozo. Sucede por la presencia de gas

incorporado al aceite, el cual es normal porque el contacto gas/aceite cambia

según el tipo de yacimiento y la cantidad producida (Muñoz, 2005). La relación se

incrementará por varias causas:

Al explotar un yacimiento su presión disminuye y el gas en

solución incorporado al aceite se libera y tiende a llegar a ser el

fluido predominante.

Si el yacimiento tiene casquete primario o secundario de gas, por

su depresionamiento y no existiendo barreras verticales al fluido,

originará que el casquete invada el intervalo abierto, dejando de

producir aceite.

Al presentarse cementaciones defectuosas o fallas en las

tuberías causarán que el gas fluya por el intervalo en producción

(Moreno & Romero, 2006).

2.1.7. Cambio de función del pozo:

Si opera en el sistema de recuperación primaria, puede acondicionarse para

operar en el sistema de recuperación secundaria; lo cual significa que se aíslan

los intervalos abiertos por medio de las cementaciones a presión y se abren otros;

efectuándoles las pruebas necesarias para inyectar agua o N2 a la formación,

obteniendo los hidrocarburos a través de un pozo productor (Steve, 1987).

2.1.8. Inyección de agua:

Un sistema de recuperación secundaria de hidrocarburos se logra mediante la

inyección de agua tratada a través de un pozo inyector seleccionado

estratégicamente en un campo petrolero. Para ello se diseña un aparejo de

inyección con la finalidad de que se inyecte el mayor volumen de agua al intervalo

a cambio de proporcionarle energía a los fluidos dentro del mismo (Brown, 1984).

12

2.1.9. Acumulación de arena frente a los intervalos abiertos:

Algunas formaciones como las arenas no consolidadas producen junto con los

hidrocarburos, partículas pequeñas de arenas o sedimentos que por gravedad se

depositan en el fondo del pozo y con el tiempo llegan a obstruir el intervalo

abierto, generando tapones dentro de las tuberías disminuyendo el flujo

paulatinamente hasta dejar de producir (Howard, 2001).

2.1.10. Tuberías obturadas en su interior con sal, arena o fluidos:

Estos problemas restringen la explotación de los hidrocarburos. La causa directa

será que las formaciones no son consolidadas y posiblemente se tengan defectos

en la cementación primaria en las tuberías en los tramos del intervalo productor.

Se ha comprobado que los cambios de temperatura, presión y composición

química del aceite y el contacto con sustancias de bajo pH provocan el

desequilibrio con la consecuente precipitación de productos asfálticos y

parafínicos presentes en menor o mayor proporción, depositándose en el interior

de la tubería de producción, ocurriendo la falla en el aparejo que tenga el pozo

(Jr., 1992).

2.1.11. Comunicación entre empacadores y tubería:

Los daños en empacadores, que son parte del aparejo de producción, pueden y

llegan a presentarse debido a la temperatura donde están anclados, el deterioro

de los elastómeros y unidades de sello que se ajustan en el interior del

empacador permanente; a los efectos corrosivos de los fluidos, desgaste por

erosión y por el movimiento continuo del aparejo. Asociado a lo anterior algunos

hidrocarburos arrastran sólidos que al comunicarse el flujo al espacio anular

afectarán el mecanismo del empacador. Otras veces puede deberse a que no se

aplicó correctamente el procedimiento de anclaje del empacador y a posibles

defectos en el control de calidad durante una fabricación (Lester, 1956).

13

2.1.12. Cambios en la completación de producción o en el sistema de

recuperación de acuerdo a la etapa productiva del pozo:

Los antecedentes productivos en cada pozo se atienden por medio de un banco

de información computarizado, el cual una vez detectado el motivo y la causa en

su declinación, requerirán del estudio para proponer una siguiente intervención

bajo un determinado programa (Hager, 1951).

2.1.13. Agotamiento total:

En campos de explotación avanzada los pozos llegan a declinar su producción a

límites que hacen incosteables meterlos en operación, considerando agotado el

yacimiento. Si no existe otra alternativa el pozo se interviene para su

taponamiento, aislando los intervalos productores por medio de cementaciones a

presión, tapones mecánicos o tapones de cemento (Frick & Taylor, 1962).

2.2. Control de pozos en reacondicionamiento

El término “control de pozos” se refiere mayormente al control de los influjos o

inclusive el control de los reventones. Por supuesto, es crucial el control de los

influjos y de los reventones; sin embargo, la primera prioridad es evitar que

sucedan estas situaciones. Algunos influjos son inevitables. Sin embargo, es

imperioso hacer un esfuerzo por minimizar estos sucesos. Es indispensable tener

una comprensión de las causas de los influjos y los reventones. El personal de

reacondicionamiento de pozos petroleros debe vigilar constantemente para

detectar las situaciones potencialmente malas. Si en efecto llegara a presentarse

un influjo, es imperioso que sea detectado oportunamente para que sea mínima la

ganancia en el pozo. Mientras sea mayor la afluencia, más difícil será el control

del pozo. El reconocimiento oportuno de las “advertencias” del influjo contribuye

directamente al éxito en las operaciones de control del pozo. Las decisiones

seguras y eficaces en el control de los pozos están basadas en un conocimiento

de las técnicas de control de los pozos, la entrega y manejo de información

derivada de los cálculos (Carl, 2006).

Antes de iniciar cualquier operación de reparación o terminación de un pozo, es

necesario recopilar información aparte de la que fue descrita previamente, acerca

14

de la historia de los pozos perforados, decisiones de ordenamiento y factores a

considerar de perforación que pudieran ser reunidos. Dicha información adicional

debe incluir: la historia del pozo por reparar o terminar, el tipo de fluido de

reparación o terminación a ser usado en el pozo, la operación por llevarse a

cabo, la determinación de cualquier equipo especial que fuera necesario, las

capacidades y asignaciones del equipo que se utilice para la operación en

cuestión.

2.3. Fluidos para controlar el pozo

Es el fluido que se circula dentro del pozo durante las operaciones de

reacondicionamiento de pozos con el fin de suplir varias funciones, tan

importantes en el desarrollo de la operación que puede compararse con el

sistema circulatorio humano. Significa que el reacondicionamiento e incluso la

producción del pozo dependen en un alto porcentaje del fluido usado, ya sea por

su composición intrínseca o por la información que transporta (API, 1989).

Entre sus principales funciones están:

Controlar presiones y estabilidad mecánica de la formación: El control es

debido al efecto físico de la densidad del fluido, el cual ejercerá una presión

en un punto, proporcional a la altura vertical de la columna sobre ese

punto. Cualquier fluido contenido en la formación deberá vencer esa

presión para poder entrar al pozo. De la misma forma, al mantener todos

los puntos del hueco sometidos a una presión continua, evita que se

colapsen y caigan al pozo.

Reducir al mínimo los efectos adversos en las formaciones que bordean el

pozo: Esta función del lodo se concentra en sus propiedades tanto

químicas como físicas que puedan estimular las arcillas hinchándolas o

deshidratándolas, taponar o invadir la formación productora, etc.

Reducir o eliminar el riesgo de contaminación ambiental: Debemos ser

conscientes de que el cuidado del medio ambiente es función de todos, por

ello es prioritario utilizar los lodos que sean más compatibles con el medio

ambiente y mantener el control total de su manejo en superficie.

15

2.4. Presión

El entendimiento de la presión y sus interrelaciones es un factor importante al

momento del reacondicionamiento de pozos. Todas las personas involucradas en

dicha operación, deben estar informados sobre las preiones. Cuando se exceden

ciertos límites de presión, las consecuencias pueden ser desastrosas desde

pérdidas económicas en los equipos de reacondicionamiento hasta causar la

muerte del personal que labora en dicha operación.

Presión es la fuerza por unidad de área que ejerce un fluido. En la industria

petrolera se manejan diferentes tipos de presión, como: presión de formación,

presión hidrostática, presión de fricción, presión de fractura, etc. (Steve, 1987).

2.5. Tipos de presión

En el pozo se conocen dos presiones principales de oposición; una es la presión

hidrostática de la columna, y la otra es la presión de formación. Si se permite que

una supere a la otra, puede ocurrir un influjo o descontrol del pozo.

La presión hidrostática es una función de la densidad del fluido, por lo tanto debe

ser monitoreada constantemente. Realizando cálculos óptimos para controlar

incidentes de descontrol.

Influjos y descontroles de pozo tienen que ser prevenidos por el personal que

labora en el taladro de reacondicionamiento. Es muy importante el entendimiento

de los conceptos de presión y la habilidad de realizar cálculos precisos para

solventar y prevenir descontroles (Lester, 1956).

2.5.1. Presión de fluido

Fluido es toda sustancia que tiene la capacidad de fluir. Los líquidos, como el

agua, el petróleo y el gas se asocian inmediatamente con la condición de “fluido”.

Los fluidos ejercen presión. Esta presión es el resultado de la densidad, o peso de

fluido y la altura vertical de la columna del fluido. Un fluido pesado ejercerá mayor

presión debido a su alta densidad (Lester, 1956).

16

2.5.2. Presión hidrostática

Es la presión total del fluido en un punto dado del pozo. La presión hidrostática es

la presión ejercida por una columna de fluido estacionaria (Lester, 1956).

2.5.3. Presión manométrica y atmosférica

Es la presión indicada por un manómetro ubicado en el fondo de una columna de

fluido, registra la presión hidrostática de esa columna e incluye, además, la lectura

de la presión atmosférica que se ejerce sobre la columna (Lester, 1956) .

2.5.4. Presión de formación

Es la presión ejercida por el contenido del líquido o gas en los espacios porales

de la formación. Dicha presión puede ser afectada por el peso de la sobrecarga

por encima de la formación, que ejerce presión tanto sobre los fluidos porales

como sobre los granos (matriz) (Steve, 1987).

2.5.5. Presión de fractura

Es la cantidad de presión que se necesita para deformar de modo permanente la

estructura rocosa de la formación.

2.6. Surgencias

Es una condición existente cuando la presión de formación excede la presión

hidrostática ejercida por el fluido, permitiendo el ingreso del fluido de formación al

pozo. Un influjo mal manejado puede derivar en un descontrol total del pozo y

ocasionar un sin número de problemas. Existen varias indicaciones que advierten

sobre la existencia de un influjo inminente. Mientras más pronto se detecte un

influjo, más fácil será mantener el control del pozo. De ésta manera, se evita que

un problema relativamente menor no logre convertirse en una catástrofe mayor.

Es la responsabilidad de cada miembro del equipo conocer y estar pendiente de

cualquier indicación de condiciones anormales en su área de trabajo. Puesto que

la mayoría de los datos de las condiciones al fondo del pozo se infieren de lo que

pase con el lodo de perforación, la mayoría de las señales de advertencia de un

influjo están basadas en los cambios en el sistema de lodos (Barberii, 1998). Las

causas más habituales para una surgencia son:

17

2.6.1. Densidad insuficiente del fluido

Es la densidad insuficiente del fluido de control de pozo o un fluido que no tiene el

peso suficiente para controlar la formación. El fluido del pozo debe ejercer

suficiente presión hidrostática para al menos igualar la presión de formación (Well

Control International).

2.6.2. Llenado deficiente del pozo

Siempre que disminuye el fluido de control de pozo, también cae la presión

hidrostática ejercida por el fluido. Cuando la presión hidrostática cae por debajo

de la presión de formación, el pozo fluye.

Si se desea mantener una presión constante sobre la formación, se debe llenar el

pozo con una cantidad de flujo igual al volumen que se ha sacado (Well Control

International).

2.6.3. Pistoneo/Compresión

Cada vez que se mueve la tubería a través del fluido, aparecen fuerzas de suabeo

y de compresión. La dirección en que se mueva la tubería dictará cuál de las

fuerzas es predominante.

Si la bajada de la tubería es demasiado rápido y no todo el fluido llega a despejar

el camino, la tubería comprime como un pistón y presuriza el pozo. Esto se

denomina presión de compresión. Si esta presión aumenta demasiado, puede

haber pérdida de circulación, fractura de la formación o rotura del revestidor

(casing). La consecuencia es la pérdida de fluido en el pozo y por ende la

disminución de la presión hidrostática. Si esta cae por debajo de la presión de

formación, el pozo comenzara a fluir.

Cuando se está sacando tubería (suabeo o succión). El fluido no puede bajar por

el espacio, entre la tubería y el revestidor, con la misma velocidad que la tubería

está subiendo. Cuando esto ocurre, se produce una presión de vacío, o presión

negativa. Este decremento de presión permite que el pozo avance hasta que el

fluido llene el espacio debajo de la tubería. Así, el efecto de suabeo hace que

ingrese fluido no deseado al pozo y provoque que el pozo fluya (Well Control

International).

18

2.6.4. Pérdida de circulación

Si el nivel de fluido en el pozo baja, disminuye la presión que estaba ejerciendo.

Si la presión hidrostática de fluido pierde nivel por debajo de la presión de la

formación, el pozo comenzara a fluir (Well Control International).

2.6.5. Obstrucciones del pozo

Cuando hay una obstrucción en el pozo, existe una presión atrapada por debajo

es por esto que en las operaciones de reacondicionamiento, se deben extremar

las precauciones. El personal de turno debe estar preparado para enfrentar

cualquier eventualidad (Well Control International).

2.6.6. Aumento en la presión de formación

Durante las actividades de reacondicionamiento de pozos, es posible encontrar

presiones anormales. El continuo monitoreo de estas presiones a lo largo del

trabajo de reacondicionamiento es de suma importancia, para minimizar

problemas operativos (Well Control International).

2.7. Responsabilidades y planeación en el control de pozos

Deben de formularse los planes de acción antes de que ocurra el influjo en un

pozo. Cada persona en la plataforma debe conocer sus propias

responsabilidades, y saber cómo se relacionan dichas responsabilidades con las

de los otros empleados en la plataforma. Es importante y necesario impartir una

capacitación formal y llevar a cabo simulacros rutinarios. Si cada miembro del

equipo conoce y practica a diario sus responsabilidades, se pueden evitar muchos

influjos, y los que llegan a ocurrir pueden ser mitigados. (Well Control

International)

2.7.1. Simulacros

Deben llevarse a cabo periódicamente, y con cada equipo de trabajo en la

plataforma, unos simulacros en los tanques y en el cierre de los pozos (Uren,

1956). Los simulacros deben incluir, por lo menos, las siguientes situaciones:

simulacros con los desviadores;

19

los influjos durante las operaciones de perforación, y

los influjos durante la introducción o retiro de la tubería.

Deben mantenerse documentos del tiempo necesario para llevar a cabo los

simulacros para el control del pozo. Son muy útiles en determinar si está

mejorando o deteriorando la actuación del equipo de trabajo.

Los simulacros ofrecen buenas indicaciones de los procedimientos que necesitan

mejoramiento o aclaración. Todo el personal se alborota cuando ocurre un influjo;

por lo que, una previa capacitación podrá llegar muy lejos hacia la seguridad y la

eliminación de retrasos y/o de errores costosos (Ameiva & Lopez, 2009).

2.7.2. Preventor de reventones (BOP)

Durante las operaciones de pozos petroleros si llegara a manifestarse un brote, el

sistema de control superficial deberá tener la capacidad de proveer el medio

adecuado para cerrar el pozo para circular el fluido invasor fuera de el.

El control de un pozo lo constituyen generalmente en la superficie, los sistemas

independientes que son el de circulación y el de preventores de reventones.

El sistema de control que acciona el arreglo de preventores, permite aplicar la

potencia hidráulica suficiente y confiable para operar todos los preventores y

válvulas hidráulicas instaladas. Las prácticas recomendadas API RP-16E del

Instituto Americano del Petróleo y el Reglamento del Servicio para el Manejo de

Minerales (MMS) establecen los requerimientos que se deberán tener en cuenta

para la selección de una adecuada unidad de cierre en función al tamaño, tipo y

número de elementos hidráulicos que serán operados para lograr un cierre

(Ochoa, 2007). Los elementos básicos de un sistema de control son:

Deposito almacenador de fluido

Acumuladores

Fuente de energía – unidades de cierre

Consolas de control remoto

Válvula de control para operar los preventores.

20

Es conveniente algunas recomendaciones y normas de seguridad que se

emplean en el conjunto de preventores de su instalación y su operación,

permitiéndo con esto un adecuado manejo de los mismos y un mayor rendimiento

en el área de trabajo.

Antes de su instalación

La medida y capacidad del preventor deberá ser igual que la del cabezal

donde se va a instalar.

Efectuar la revisión del preventor en posición correcta.

Abrir los bonetes del preventor, revisar el empaque y las pistas de sello.

Verificar que los empaques frontales y superiores de los arietes (rams)

estén en buenas condiciones.

Revisar la operación de los tornillos candado (yugo), ésta deberá ser fácil y

rápida.

En conjunto los preventores dobles de 350 kg/cm² (5000lb/pg²). y de 700

kg/cm² (10,000lb/pg²) los arietes (rams) ciegos se colocan en el preventor

de en medio y los arietes de tubería en el preventor superior e inferior,

siempre y cuando sea del mismo diámetro la tubería.

Al cerrar los bonetes, aprietar adecuadamente los tornillos en forma de

cruz. Pruebar la hermeticidad del cierre.

Instalar y probar las líneas de los preventores.

Revisar la operación de los arietes (rams) verificando el movimiento de los

vástagos contra la presión de operación.

Limpiar y revisar las pistas para los anillos metálicos empacadores en las

bridas.

El anillo metálico empacador será del rango adecuado para las bridas que

se unan y deberá ser invariablemente nuevo.

Verificar las medidas y cantidades de birlos y tuercas que se van a usar y

repáselos, al colocarse deben quedar repartidos.

Revisar las pistas de sello de las bridas laterales e instalar las válvulas

respectivas.

Compruebar que la cantidad de birlos y tuercas para las bridas laterales

sea adecuada y de la medida correcta.

21

Mediante su instalación

Manejar los preventores usando cable de acero.

Inspeccionar la ranura de sello inferior y la del cabezal.

Lavar y secar las ranuras e instalar el anillo metálico empacador

correctamente; éste deberá ser nuevo.

Proteger la boca del pozo mientras se efectúa la operación de instalación

del preventor.

Orientar los preventores al sentarlos en el cabezal e introducir cuatro birlos

para utilizarlos como guías.

Revisar que el apriete de los birlos se efectúe en forma de cruz hasta lograr

el apriete adecuado (dejándolos repartidos).

En caso de instalarse dentro de un contrapozo profundo deberá darse la

altura adecuada para lograr la apertura de los bonetes. (use carretes

espaciadores).

Antes de conectar las mangueras metálicas, seleccionar e instalar

correctamente al preventor.

Instalar el sistema de operación manual de los preventores.

Comprobar la instalación del preventor con respecto al pozo y mesa rotaria.

Instalar la campana con su línea de flujo (línea de flote).

Los cáncamos deberán permanecer conectados en el cuerpo del preventor.

Durante su operación

Revisar que la presión hidráulica de operación del múltiple de los

preventores permanezca en 105kg/cm² (1,500lb/pg²).

Deberá probarse la efectividad del conjunto de preventores a su capacidad

de trabajo con la mayor brevedad posible después de su instalación.

Siempre deberá estar instalado el sistema de operación manual a los

preventores. (Crucetas, extensiones, volantes, seguros y soportes).

Los tornillos candado (yugos) deberán permanecer engrasados.

En las líneas de operación de los preventores no deberán existir fugas.

Revisar periódicamente el apriete de la tornillería de los preventores y

válvulas laterales.

22

Operar con frecuencia los arietes (rams) para la tubería y los ciegos

normales o de corte al terminar de sacar la tubería, comprobar la operación

de los vástagos contra la presión de operación (cerrar los arietes con un

tramo de una lingada, dentro del pozo con excepción del ciego o corte).

Inspeccionar que las líneas de matar y estrangular estén conectadas a las

válvulas laterales del preventor o al carrete de control.

Al efectuar un cambio de arietes (rams) al conjunto de preventores, debe

ser en el menor tiempo posible.

Al cambiar los arietes (rams), revise los sellos de los bonetes y sus pistas.

Al cerrarlos apriete correctamente los tornillos.

El agujero de paso del conjunto de preventores deberá permanecer

centrado respecto a la tubería y a la mesa rotatoria.

Durante la operación, si se observa movimiento en el conjunto de

preventores, debe sostenerse a la subestructura por medio de tensores.

Durante la intervención del pozo se deberán tener arietes (rams) de las

medidas de las tuberías que se manejan, así como elementos de sellos de

los arietes (rams) y los bonetes.

2.8. Ruido

Sonido no deseado, percibido por el órgano de audición del individuo que causa

molestia o dolor (INSHT, 1989). El ruido por su tiempo de exposición se clasifica

en:

2.8.1. Continuos

Es al que no presenta cambios rápidos y repentinos de nivel durante el periodo de

exposición (Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo, 2011).

2.8.2. De impacto

Es el cuál la presión sonora fluctúa en forma brusca, transcurre más de un

segundo entre dos impactos (Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el

Trabajo, 2011).

23

2.8.3. Intermitente

Es donde las variaciones de nivel son continuas, sin periodos de estabilidad,

estas variaciones son mayores a 2 dB (Instituto Nacional de Seguridad e Higiene

en el Trabajo, 2011).

2.9. Temperatura

Nivel térmico de un cuerpo o una sustancia (Instituto Nacional de Seguridad e

Higiene en el Trabajo, 2011).

2.10. Vibración

Movimiento oscilante que hace una partícula alrededor de un punto fijo. Este

movimiento, puede ser regular en dirección, frecuencia, intensidad o aleatorio

(Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo, 2011).

3. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN.

3.1. Objetivo general:

Estudiar los determinantes de riesgo y la exposición a altas presiones

en operaciones de reacondicionamiento de pozos petroleros.

3.2. Objetivos específicos:

1. Describir los procesos productivos y tecnológicos en operaciones de

reacondicionamiento de pozos petroleros.

2. Identificar en el proceso los puntos críticos en donde existen altas

presiones.

3. Caracterizar la exposición a altas presiones en las áreas del proceso

identificadas como críticas.

4. Establecer la relación entre los determinantes de riesgo y exposición

a altas presiones.

24

3.3. Variables en estudio

Organización

del trabajo.

Determinantes de riesgo:

o Ruido

o Temperatura

o Vibración

Presión

Equipos de protección personal

Capacitación

Normativas operacionales

Proceso tecnológico

Mantenimiento de equipos e

instrumentos

Experiencia laboral

Nivel de instrucción

Fluido en el proceso

25

3.4. Matriz de operacionalización de variables

VARIABLE CONCEPTO DIMENSIÓN INDICADOR ESCALA

Ruido>80 db (indeseable)

<80 db (normal)

Temperatura20° C (normal)

> 20° C (indeseable)

VibraciónHasta 2.5 m/s

2 (normal)

> 2.5 m/s2 (indeseable)

PresiónEs la fuerza por unidad de área que

ejerce un fluido.Presión de operación. Rango de presión.

0-100 psi (moderado)

> 100 psi (peligroso)

Proceso tecnológico

Herramientas tecnológicas que ayudan

a mejorar la confiabilidad de equipos e

instrumentos en las operaciones.

Herramientas

tecnológicas.

N° de herramientas

tecnológicas

añadidas al proceso

Cuantitativa.

Cuál.

Mantenimiento y

calibración de equipos e

instrumentos

Es el conjunto de actividades que se

realiza para corregir o prevenir fallas y

así garantizar la fiabilidad de equipos e

instrumentos.

Mantenimientos y

calibraciones realizadas en

el año de acuerdo a los

requerimientos de los

equipos e instrumentos

dados por el fabricante.

N° de mantenimiento

anuales/mensuales

Cumple / cumple parcialmente / no

cumple

Experiencia laboral

Conocimiento o habilidad adquirida

mediante la práctica de una actividad

económica.

Años

N° de años de

experiencia de

acuerdo al puesto de

trabajo en

operaciones de

reacondicionamiento.

C. Man > 10 años (cumple)

Tool pusher > 15 años (cumple)

Supervisor > 10 años (cumpe)

Maquinista > 8 años (cumple)

Encuellador > 5 años (cumple)

Cuñero > 3 años (cumple)

Patio > 1 año (cumple)


Es el grado más elevado de estudios

realizados o en curso, sin tener en

cuenta si se han terminado o están

provisional o definitivamente

incompletos.Nivel de instrucción


de acuerdo al puesto

de trabajo

C. Man mínimo tercer nivel en:

petróleos, mecánica, industrial.

(cumple)

Tool pusher mínimo tecnología en:


(cumple)

Supervisor mínimo tecnología en:


(cumple)

Maquinista mínimo bachiller

(cumple)

Encuellador mínimo bachiller

(cumple)

Cuñero mínimo bachiller

(cumple)

Patio mínimo bachiller

(cumple)

Equipos de protección

personal

Equipo destinado a ser llevado o

sujetado por el trabajador para que le

proteja de uno o varios riesgos que

puedan amenazar su seguridad o su

salud, así como cualquier

complemento o accesorio destinado a

dicho fin.

Equipos de protección

personal

N° de entregas al

año.2 veces al año (cumple)

Capacitación

Es toda actividad realizada en una

organización, respondiendo a sus

necesidades, que busca mejorar la

actitud, conocimiento, habilidades o

conductas de su personal.

CapacitaciónPrevias / Actuales

Horas

N° de capacitaciones previas al

trabajo

N° capacitaciones en el actual

trabajo

N° de horas totales de capacitación

Normativas

operacionales

Es la materialización del conocimiento,

por su

estrategia de documentar las

experiencias y

argumentos profesionales para que no

queden

en manos de unos pocos, permitiendo

la

conservación del conocimiento y su

divulgación

e implementación de forma repetitiva.

Normativa Existe / se cumplesi / no

si / no

Horario de trabajo Horas trabajadas

8 horas

12 horas

> 12 horas

Turnos de trabajoPeriodo de tiempo

trabajadoDiurno / nocturno

Control y vigilancia Existe Si / no

Factores ambientales

externos

Componentes que actúan directamente

sobre los seres vivos. Estos

componentes pueden ser bióticos

(predación, competencia) y abióticos

(climáticos, edáficos, químicos).

Clima Tipo de clima

Cálido

Húmedo

Frío

Fluido en el procesoTipos de fluidos (gas, petróleo o agua)

que se maneja en el proceso operativo.Tipo de fluido

Identificar el tipo de

fluido

Petróleo, gas, agua de formación o

mezcla

Determinantes de

riesgo en operaciones

de reacondicionamiento.

Presencia de energias en el ambiente

de trabajo.Rango

Grupo de actividades que realiza una

organización para distribuir el trabajo

de una manera ordenada y equitativa a

un grupo de personas en un lugar de

trabajo.

Organización del trabajo

26

4. METODOLOGÍA

4.1. Tipo de Investigación.

Diseño observacional descriptiva de una serie de casos.

4.2. Población y/o Muestra.

Se estudió a todos los trabajadores del área de Reacondicionamiento de pozos,

2014 -2015. Por lo cual no se requiere de muestreo.

4.3. Criterios de Inclusión.

Se incluyó a todos los trabajadores del área de Reacondicionamiento de pozos,

2014 -2015; que hayan firmado la carta de consentimiento informado.

4.4. Criterios de Exclusión.

Se excluyó a los trabajadores del área de Reacondicionamiento de pozos, 2014 -

2015; que no hayan firmado la carta de consentimiento informado.

4.5. Mediciones.

Mediante equipos específicos, calibrados, certificados se utilizó una estrategia de

muestreo para establecer cualitativa y cuantitativamente en el aire de trabajo y/o

en los fluidos biológicos de los trabajadores.

Se comparó la medición con el criterio de evaluación y se definió la magnitud de

la exposición y del riesgo potencial.

Las mediciones fueron ejecutadas por personal con experiencia y con título de

cuarto nivel que lo convierte en un personal idóneo de acuerdo a la legislación

vigente.

27

Fuente: Seguridad e higiene en el trabajo

Elaborado por: Jaime Ortega

4.6. Descripción General de los Instrumentos a Utilizar.

Se utilizó un equipo que cumpla con las siguientes características de acuerdo a la

temperatura a medir.

Temperatura seca del aire:

El sensor estará protegido de la radiación térmica, sin que esto impida la

circulación natural de aire a su alrededor. Debe tener una escala de medida entre

20 ºC y 60 ºC (±1ºC).

Vibración:

Se utilizó vibrómetros, que contengan en su interior filtros de ponderación que

integran las siguientes variables:

Transductor o acelerómetro

Integrador de la señal del acelerómetro

Analizador de frecuencias

Sistema de lectura

28

Ruido

Se utilizó sonómetros, diseñados para responder al sonido de la misma manera

que lo hace el oído humano y dar mediciones objetivas y reproducibles de nivel de

presión sonora. El sonómetro debe constar de un micrófono, un amplificador,

varios filtros, un circuito de elevación al cuadrado, un promediador exponencial y

un medidor calibrado en decibelios (dB) (Falagán, 2005).

Fuente: Instituto Nacional d Seguridad e higiene en el trabajo

Elaborado por: Santiago Salguero

Presión

Se utilizara indicadores de presión denominados manómetros, debidamente

calibrados, dependiendo en donde se realice la medición de presión se utilizara

rangos de medida de presión en los manómetros.

4.7. Validez y confiabilidad.

Se utilizó equipos que cumplan con normas establecidas, en perfectas

condiciones de funcionamiento y recientemente calibradas como se puede

observar en los anexos 11 y 12.

El estudio se sustentó por la metodología que García et at., (2012, NTP 951)

describe, y se considerara aspectos propios de las tareas de cada trabajador,

para establecer el número de medidas y el tiempo para cada una de ellas,

además de la calibración del instrumento antes de cada medida.

4.8. Procedimiento de recolección de datos.

Se ejecutó de acuerdo a la siguiente:

Elaboración de la propuesta.

29

Aceptación de la propuesta.

Sensibilización a autoridades de la Compañía Operadora.

Sensibilización a personal objeto de estudio.

Obtención de los permisos correspondientes.

Elaboración de cuestionarios.

Validación de cuestionarios.

Aplicación de cuestionarios.

Toma de mediciones.

Elaboración de base de datos.

Procesamiento de los datos.

Análisis de los datos.

Presentación de informe.

Elaboración de artículo para publicación.

4.9. Procedimiento para el análisis de datos.

Las variables de estudio son: todas las variables son de naturaleza cualitativa;

para las variables cuantitativas se utilizaran promedio y desviación estándar.

Los datos serán procesados y analizados en una hoja electrónica.

4.10. Consideraciones bioéticas

Al ser un estudio observacional se requerirá de un consentimiento informado, el

permiso correspondiente de las autoridades pertinentes. Se guardara absoluta

confidencialidad de los datos, los mismos que serán presentados de manera

general a las autoridades.

30

5. RESULTADOS

5.1. Descripción

5.1.1. Proceso productivo y tecnológico en operaciones de


Las herramientas de reparación desempeñan muchas funciones especiales. Los

sistemas automáticos de paro, las herramientas para las cadenas de flujo directo,

los equipos para los cables de acero, los obturadores, y los equipos de

machuelado en caliente y de congelación, prestan servicios de control de pozos

para diversos aspectos de las operaciones. Cada uno ofrece una opción adicional

para enfrentar las presiones del pozo.

Los sistemas automáticos del paro son necesarios para cerrar un pozo y evitar

desgracias. Por ejemplo, la ruptura de una línea de flujo requiere el cierre para

evitar un reventón. Se pueden usar herramientas de operaciones para hacer el

cierre, y éste puede controlarse por métodos directos o control remoto. Estos

sistemas globales generalmente se llaman sistemas tecnológicos automáticos de

paro de pozos, que deben estar incluidos dentro del proceso productivo en el

reacondicionamiento de pozos petroleros descrito a continuación:

31

Descripción del proceso productivo en el reacondicionamiento de pozos

petroleros.

Fuente: Datos tomados de la Muestra


En los descriptivos de los cargos que se encuentran en los anexos: 6, 7, 8, 9 y

10; se puede evidenciar todo el proceso productivo y funciones que cumplen

cada uno de los trabajadores del área de reacondicionamiento de pozos

petroleros.

Dar por finalizadas las operaciones de reacondicionamiento.

Bajar nueva completación de fondo.

Realizar el trabajo específico.

Sacar completación de fondo en tubería.

Controlar el pozo con fluido de control.

Movilizar torre de Reacondicionamiento.

Identificar el pozo candidato a ser reparado.

32

5.1.2. Caracterización de las muestras

El objetivo de este trabajo, es identificar los puntos críticos donde existen trabajos

con altas presiones, establecer relación entre determinantes de riesgo y la

exposición de dichas presiones en los trabajadores del área de


Se tomó como muestra a 23 trabajadores operativos que trabajan en el área de

reacondicionamiento de pozos en el Rig 101, que son el 100% de la muestra,

cabe mencionar que todos los trabajadores son de sexo masculino.

Tabla 1

Frecuencia de Estado Civil

Estado Civil Frecuencia (n) Porcentaje (%)

Unión libre 8 34,8

Casado 7 30,4

Soltero 5 21,7

Separado 3 13,0

Total 23 100,0



El 65.2% del personal que labora en Operación de Reacondicionamiento de

pozos vive con una pareja estable.

33

Tabla 2

Frecuencia por Nivel de Instrucción

Nivel de Instrucción Frecuencia (n) Porcentaje (%)

Primaria 7 30,4

Secundaria 16 69,6

Total 23 100,0



El 69,6% del personal que labora en Operación de Reacondicionamiento de

pozos, es bachiller, cabe mencionar que ningún funcionario tiene tercer nivel.

Tabla 3

Frecuencia por Cargo en la Empresa

Cargo Frecuencia (n) Porcentaje (%)

Obrero de patio 6 26,1

Cuñero 6 26,1

Encuellador 3 13,0

Maquinista 3 13,0

Supervisor 3 13,0

Tool pusher 2 8,7

Total 23 100,0



El 52.2% del personal de operaciones de reacondicionamiento de pozos es obrero

de patio y cuñeros, es decir los cargos de menor jerarquía.

34

Tabla 4

Frecuencia por experiencia en años

Grupo de Experiencia

(años)

Frecuencia (n) Porcentaje (%)

1-5 años 11 47,8

5-10 años 6 26,1

10-20 años 3 13,0

> 20 años 3 13,0

Total 23 100,0



El 47.8% del personal que labora en operaciones de reacondicionamiento de

pozos posee menos de 5 años de experiencia.

Tabla 5

Frecuencia de jornada laboral

Jornada Laboral (días) Frecuencia (n) Porcentaje (%)

14-14 2 8,7

14-7 21 91,3

Total 23 100,0




pozos, labora en turnos de 14 días trabajados y 7 días de descanso.

35

Tabla 6

Frecuencia por horario de trabajo




pozos, labora 12 horas diarias de trabajo; solo el 8,7% (Tool Pusher), labora más

de 12 horas diarias.

Tabla 7

Frecuencia por capacitaciones

Capacitación Frecuencia (n) Porcentaje (%)

Si 1 4,3

No 22 95,7

Total 23 100,0




pozos, no ha tenido capacitación sobre el trabajo que realiza.

Horario de trabajo

(horas)


> 12 horas 2 8,7

12 horas 21 91,3

Total 23 100,0

36

Tabla 8

Frecuencia de entrega de equipos de protección personal

Entrega de EPP Frecuencia (n) Porcentaje (%)

Una vez al año 11 47,8

Dos veces al año 12 52,2

Total 23 100,0




pozos, recibe su dotación de EPP 2 veces por año.

Tabla 9

Frecuencia por jornada nocturna

Turnos nocturnos Frecuencia (n) Porcentaje (%)

Si 21 91,3

No 2 8,7

Total 23 100,0




pozos, labora en turnos nocturnos, solo el 8,7% (Tool Pusher), labora en el día.

37

Tabla 10

Frecuencia por Supervisión en el trabajo

Existe Supervisión Frecuencia (n) Porcentaje (%)

Si 22 95,7

No 1 4,3

Total 23 100,0




pozos, tiene supervisión en el puesto de trabajo.

Tabla 11

Frecuencia por riesgo de exposición

Riesgo de exposición Frecuencia (n) Porcentaje (%)

Alta temperatura Ambiental 9 39,1

Todos los anteriores 6 26,1

Presión 5 21,7

Ruido 3 13,0

Total 23 100,0




pozos, siente que trabaja en un ambiente con altas temperaturas y el 47,8% que

está expuesto a presiones elevadas en las operaciones.

38

Tabla 12

Frecuencia por Exposición al Ruido

Exposición al Ruido Frecuencia (n) Porcentaje (%)

Algunas veces 10 43,5

Casi nunca 8 34,8

Casi siempre 3 13,0

Nunca 1 4,3

Siempre 1 4,3

Total 23 100,0



El mayor porcentaje del personal que labora en Operación de

Reacondicionamiento de pozos argumenta que no está expuesto al ruido.

Tabla 13

Frecuencia por trabajos con altas temperaturas Ambientales

Trabajar con altas

temperaturas


Si 16 69,6

No 7 30,4

Total 23 100,0




pozos, argumenta que trabaja en ambientes con altas temperaturas.

39

Tabla 14

Frecuencia por presión en PSI (lb/pulg2)

Trabajar con presión Frecuencia (n) Porcentaje (%)

Si 12 52,2

No 9 39,1

Desconoce 2 8,7

Total 23 100,0



El 52.2% del personal que labora en Operación de Reacondicionamiento de

pozos, argumenta que trabaja con altas presiones en la operación.

Tabla 15

Frecuencia por vibración

Trabajar con vibración Frecuencia (n) Porcentaje (%)

Si 2 8,7

No 21 91,3

Total 23 100,0




pozos, argumenta que no trabaja con vibración.

40

Tabla 16

Frecuencia por calibración y mantenimiento de equipos

Calibración y

mantenimiento de

equipos


Si 14 60,9

No 9 39,1

Total 23 100,0




pozos, argumenta que los instrumentos y equipos si son calibrados

periódicamente.

Tabla 17

Frecuencia por uso de herramientas tecnológicas

Herramientas

tecnológicas


Si 3 13,0

No 20 87,0

Total 23 100,0



El 87% del personal que labora en Operación de Reacondicionamiento de pozos,

no conoce sobre nuevas tecnologías implementadas en la operación.

41

5.2. Análisis y discusión de resultados

Tabla 18

Actividad según punos críticos de presión en PSI (lb/pulg2)

Operación PRESIÓN MEDIDA Total

> 100 psi "Operaciones

riesgosas"

0-100 psi "Operaciones no

riesgosas"

Control de pozos 2 0 2

100,0% 0%

100,0%

Bajar y sacar completación de fondo

4 12 16

25,0% 75,0% 100,0%

Todas las anteriores 5 0 5

100,0% 0% 100,0%

11 12 23

Total 47,8% 52,2% 100,0%

Xi2: 10,97; gl: 2; p: 0,004



Análisis

Existe relación entre actividades realizadas en operaciones de workover y presión

medida (p<0,05). En la actividad de control de pozos y los trabajadores que

realizan todas las actividades inherentes a las operaciones de workover que es el

48% de todo el personal, están expuestos a presiones altas.

42

Tabla 19

Cargo que desempeña según presión de operación de trabajo en PSI (lb/pulg2)

Área de trabajo (Cargo)

Presión medida Total


riesgosas"


riesgosas"

Obrero de patio 0 6 6

0,0% 100,0% 100,0%

Cuñero

0

6

6

0,0% 100,0% 100,0%

Encuellador

3

0

3

100,0% 0,0% 100,0%

Maquinista

3

0

3

100,0% 0,0% 100,0%

Supervisor

3

0

3

100,0% 0,0% 100,0%

Tool pusher

2

0

2

100,0% 0,0% 100,0%

Total

11

47,8%

12

52,2%

23

100,0%

Xi2: 23; gl:5; p: 0,00



Análisis

Existe relación entre cargo que desempeña en operaciones de workover y presión

medida (p<0,05). Se puede evidenciar que el cargo de encuellador, maquinista,

supervisor y tool pusher existe el 100% de riesgo con respecto a la presión de

trabajo.

43

Tabla 20

Experiencia laboral según presión en PSI (lb/pulg2)

Área de trabajo (Experiencia laboral)

PRESIÓN MEDIDA Total


riesgosas"


riesgosas"

1-5 años 0 11 11

0% 100,0%

100,0%

5-10 años 5 1 6

83,3% 16,7%

100,0%

10-20 años 3 0 3

100,0% 0%

100,0%

> 20 años

3 0 3

100,0% 0% 100,0%

11 12 23

Total 47,8% 52,2% 100,0%

Xi2: 19,66; gl: 3; p: 0,00



Análisis

Existe relación entre experiencia laboral en operaciones de workover y presión

medida (p<0,05). Se puede evidenciar que mientras incrementa la experiencia

laboral, también incrementa la posibilidad de trabajar en operaciones con altas

presiones.

44

Tabla 21

Mapa de ubicación y medición de ruido

Ubicación de ruido Medición de ruido (dB)

Interior generadores en operación 102,7

Motor del Rig en operación 102,5

Entre motor del rig y los generadores 98

Exterior de campers de los generadores 91,8

Maquinista sobre la mesa 83,8

Debajo de la mesa junto al BOP 80,4

Bomba de lodos en operación 79,9

Tanque bota 73,5



Tabla 22

Puesto de trabajo según dB

Puesto de trabajo

Nivel sonoro

Tiempo de exposición permitido

Tiempo de exposición real

dB (A) horas horas

Tool Pusher 65,62 117 12

Supervisor 76,13 27 12

Obrero de patio 77,32 23 12

Encuellador 79,14 18 12

Maquinista 83,8 9 12

Cuñero 83,8 9 12



45

Tabla 23

Nivel de ruido según cargo que desempeña

Cargo Ruido Total

Normal <85 dB

Indeseable >85 dB

Obrero de patio 6 0 6

100,0%

0% 100,0%

Cuñero 0 6 6

0%

100,0% 100,0%

Encuellador 3 0 3

100,0%

,0% 100,0%

Maquinista 0 3 3

0%

100,0% 100,0%

Supervisor 3 0 3

100,0%

0% 100,0%

Tool pusher 2 0 2

100,0% 0% 100,0%

Total

14 60,9%

9 39,1%

23 100,0%

Xi2: 23,00; gl: 5; p: 0,00



Análisis

Existe relación entre cargo que desempeña en operaciones de workover y ruido

medido (p<0,05). Se puede evidenciar que los cuñeros y maquinistas trabajan con

mayor ruido (dB=83,8) a los demás puestos de trabajo. La media (78,92 dB), la

desviación típica (5,25), el valor mínimo (65,62 dB) y el valor máximo (83,8 dB).

46

5.3. Discusión de resultados

En la presente tesis se investigó los determinantes de riego y la exposición a

altas presiones de los trabajadores de labora en reacondicionamientos de

pozos, con un número de empleados operativos de 23 personas todos ellos de

sexo masculino.

Se determinó, según análisis estadísticos, que el mayor problema en las

operaciones de reacondicionamiento de pozos petroleros se radica en el ruido

y la exposición a altas presiones operativas de trabajo. Se determinó que:

Existe relación entre la actividad que se realiza y la presión de trabajo

medida en psi (lb/pulg2).

Existe relación entre cargo que desempeña el empleado y presión de

trabajo medida en psi (lb/pulg2).

Existe relación entre experiencia laboral del empleado y presión de

trabajo medida en psi (lb/pulg2).

Existe relación entre ruido medido con sonómetro en (dB) y cargo que

desempeña el empleado.

No se encontró una correlación significativa en el análisis de datos entre las

demás variables estudiadas con la presión de trabajo y el ruido.

Las limitaciones de esta investigación fue el bajo nivel educativo de los

trabajadores, la falta de capacitación recibida, como se realiza los asensos del

personal, la falta de experiencia del nuevo personal que ingresa a laborar, la

falta de herramientas tecnológicas que existe en el personal y las operaciones

de reacondicionamiento de pozos.

Es necesario llevar un continuo monitoreo por parte de la empresa hacia sus

trabajadores, ya que estos son la parte más importante de la Industria. Tener

un equipo capacitado y bien dotado de todas las herramientas y accesorios

necesarios, permitirá una operación segura y sin accidentes que lamentar.

Estos resultados fueron comparados con estudios anteriores realizados en

donde se puede verificar resultados similares al estudio realizado, como:

47

Metodología para la evaluación de riesgos durante operaciones de

workover y servicio a pozos, realizado por la Universidad de Santander,

Facultad de ingeniería físico-química, Escuela de Ingeniería de

Petróleos en Bucaramanga-Colombia en el año 2011.

Sistema de gestión en seguridad industrial para reacondicionamiento de

pozos petroleros, realizado por la Escuela Politécnica Nacional,

Facultad de Ingeniería Química y Agroindustria en Quito-Ecuador en el

año 2011.

Donde concluyen que:

“Un buen programa de control de pozos es importante en cualquier tipo

de operación y servicio al pozo, puesto que de su correcto desarrollo

dependerá la disminución de muertes en el personal y la realización de

las operaciones en un rango seguro” (Santander, 2011).

“Se debe contar con los equipos necesarios de seguridad en el pozo, al

igual con personal altamente capacitado para mitigar los riesgos que

podría ocasionar un posible descontrol del pozo en las operaciones de

Workover y Servicio a pozos” (Santander, 2011).

“Del monitoreo de ruido se identifican los lugares de mayor

contaminación por ruido como son aéreas de generadores y bombas de

lodos con valores de 80 a 90 dB A y por ende la obligatoriedad del

uso del equipo de protección personal adecuado, así como el

cumplimiento de las normas sobre límites de exposición, cuando se

realicen actividades dentro o cerca de las áreas mencionadas”

(Nacional, 2011).

48

5.4. Conclusiones

En las diferentes actividades que se realiza en las operaciones de

reacondicionamiento de pozos, la más crítica es el control de pozo; ya que

de esta actividad dependen todas las demás operaciones y esta trabaja

con presiones sumamente elevadas (>100 psi).

No existe selección adecuada del personal que ingresa a trabajar, solo

69,6% del personal que labora en Operación de Reacondicionamiento de

pozos, es bachiller, cabe mencionar que ningún funcionario tiene tercer

nivel.

No se han implementado nuevas tecnologías en el control de pozos, el

87% del personal que labora en Operación de Reacondicionamiento de

pozos, no conoce sobre nuevas tecnologías implementadas en la

operación.

No existe un plan de capacitación sobre las actividades inherentes al

puesto de trabajo, todo el personal solo se basa bajo su experiencia, el

95,7% del personal que labora en Operación de Reacondicionamiento de

pozos, no ha tenido capacitación sobre el trabajo que realiza.

El 48% del personal que labora en las operaciones de reacondicionamiento

de pozos, trabaja directamente con presiones altas de operación. Los

cargos de más experticia son los más vulnerables.

Los cargos de maquinistas y cuñeros, son los que más se exponen al ruido

(83,8 dB), y trabajan 12 horas al día (tiempo máximo de exposición 9

horas).

49

5.5. Recomendaciones

Elaborar un procedimiento al momento de controlar el pozo, dicho

procedimiento debe ser: claro, fácil de entender y debe ser aprobado por la

Gerencia en Campo.

Seleccionar adecuadamente al personal que ingresa a laborar en las

operaciones de reacondicionamiento de pozos; de esto dependerá

operaciones sin contratiempos.

Implementar nuevas tecnologías en la actividad de control de pozo, para

dar a los operadores una opción adicional para enfrentar las presiones del

pozo.

Tener un plan de capacitación anual por puesto de trabajo, para tener

funcionarios competentes al momento de manejar problemas en la

operación.

Debe existir un plan de carrera, ya que no solo la experiencia debe ser

tomado en cuenta para los asensos sino también las capacidades y

capacitación del personal.

Realizar pausas en las operaciones, al menos de 3 horas diarias para

hidratar y disminuir el tiempo de exposición al ruido en los puestos de

maquinitas y cuñeros.

Hacer cumplir las normas de seguridad y uso de equipos de protección

personal, a los funcionarios.

50

BIBLIOGRAFÍA

Ameiva, P., & Lopez, B. (2009). Curso de control de pozos. Mexico DF.

API, s. 6. (1989). Specifications for Wellhead and Christmas Tree

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Brown, K. (1984). The Technology of Artificial Lift Methods. Oklahoma:

Penwell Publishing Company.

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Frick, T. C., & Taylor, W. R. (1962). Reservoir Engineering. New York:

McGraw-Hill Book Company, Inc.

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Howard, M. (2001). Sand Control. Oklahoma: OGCI.

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peligros y de operatividad en las instalaciones de Proceso.

Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo. (2011). Nota

técnica de prevención. España.

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Lester, U. (1956). Petroleum Production Engineering Development. New

York: McGraw-Hill Book Company.

Moreno, J., & Romero, J. (2006). Manual de evaluación de riesgos. Mexico

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Muñoz, D. (2005). Técnicas en la predicción y monitoreo de geopresiones.

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Nacional, E. P. (2011). Sistema de gestión en seguridad industrial para

reacondicionamiento de pozos petroleros. Quito.

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PETROECUADOR. (2004). El petróleo en Ecuador. Quito.

Santander, U. d. (2011). Metodología para la evaluación de riesgos durante

operaciones de workover y servicio a pozos. Bucaramanga.

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51

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Villabona, J. A. (1992). Completamiento y Reacondicionamiento de pozos.

Centro.

Well Control International. (s.f.). Manual de Control de Pozos.

52

ANEXOS:

Anexo 1: Consentimiento Informado


INSTITUTO SUPERIOR DE POSTGRADOS


CONSENTIMIENTO INFORMADO

TEMA: “Determinantes de riesgo y exposición a altas presiones en operaciones

de reacondicionamiento de pozos petroleros”

DESCRIPCIÓN

Usted ha sido invitado a participar en una investigación para Estudiar los

determinantes de riesgo y la exposición a altas presiones en operaciones de

reacondicionamiento de pozos petroleros. Esta investigación es realizada por

Bruno Santiago Salguero Zambonino.

El propósito de esta investigación es Estudiar los determinantes de riesgo y la

exposición a altas presiones en operaciones de reacondicionamiento de pozos

petroleros.

Usted fue seleccionado para un estudio en el que participarán todos los

trabajadores (as) como voluntarios. Si acepta participar en esta investigación se le

solicitará información concerniente a sus datos de filiación, se le pedirá que llene

un cuestionario. Su participación tomará aproximadamente 30 minutos.

53

Riesgos y beneficios:

Los beneficios de su participación en el presente estudio sirven para establecer

Determinantes de riesgo y exposición a altas presiones en operaciones de

reacondicionamiento de pozos petroleros. No existen riesgos derivados de la

investigación.

Confidencialidad:

Toda la información obtenida de los participantes será manejada con absoluta

confidencialidad por parte de los investigadores. Los datos de filiación serán

utilizados exclusivamente para garantizar la veracidad de los mismos y a estos

tendrán acceso solamente los investigadores y los organismos de evaluación de

la Universidad Tecnológica Equinoccial.

Derechos:

Si ha leído el presente documento y ha decidido participar en el presente estudio,

entiéndase que su participación es voluntaria y que usted tiene derecho de

abstenerse o retirarse del estudio en cualquier momento del mismo sin ningún tipo

de penalidad. Tiene del mismo modo derecho a no contestar alguna pregunta en

particular, si así, lo considera.

Yo,_____________________portador de la Cédula de Identidad

número______________he leído la hoja informativa que me ha sido entregada.

El investigador __________________________, me ha brindado información

suficiente en relación al estudio y me ha permitido efectuar preguntas sobre el

mismo, entregándome respuestas satisfactorias. Entiendo que mi participación es

voluntaria y que puedo abandonar el estudio cuando lo desee, sin necesidad de

dar explicaciones y sin que ello afecte mis cuidados médicos.

También he sido informado/a de forma clara, precisa que los datos de esta

investigación serán tratados y custodiados con respeto a mi intimidad. Doy, por

tanto, mi consentimiento para utilizar la información necesaria para la

54

investigación de la que se me ha instruido y para que sea utilizada

exclusivamente en ella, sin posibilidad de compartir o ceder esta, en todo o en

parte a otro investigador, grupo o centro distinto del responsable de la misma.

Declaro que he leído y conozco el contenido del presente documento, comprendo

los compromisos que asumo y los acepto expresamente. Por ello firmo este

consentimiento informado que de forma voluntaria MANIFIESTO MI DESEO DE

PARTICIPAR EN EL ESTUDIO DE INVESTIGACION sobre “Determinantes de

riesgo y exposición a altas presiones en operaciones de reacondicionamiento de

pozos petroleros” hasta que decida lo contrario. Al firmar este consentimiento no

renuncio a ninguno de mis derechos.

Su firma en este documento significa que ha decidido participar después de haber

leído y discutido la información presentada en esta hoja de consentimiento.

__________________ _________________ __________________

Nombre del paciente Cédula Identidad Firma

He discutido el contenido de esta hoja de consentimiento, así como he explicado

los riesgos y beneficios que deriven del mismo.

___________________ _________________ __________________

Nombre del Investigador Cédula Identidad Firma

55

Anexo 2: Cuestionario de investigación

UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIAL


CUESTIONARIO DE INVESTIGACIÓN

"DETERMINANTES DE RIEGO Y EXPOSICIÓN A ALTAS PRESIONES EN OPERACIONES DE

REACONDICIONAMIENTO DE POZOS PETROLEROS, EN EL PERIODO 2014-2015". EL PROPÓSITO

DE ESTA INVESTIGACIÓN ES ESTUDIAR LOS DETERMINANTES DE RIEGO Y EXPOSICIÓN A ALTAS

PRESIONES EN OPERACIONES DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS PETROLEROS.

ESTE CUESTIONARIO BUSCA CONOCER SU OPINIÓN SOBRE ALGUNOS ASPECTOS DE SU

TRABAJO.

FAVOR CONTESTAR LAS PREGUNTAS DE FORMA ABSOLUTAMENTE SINCERA. LAS RESPUETAS

QUE USTED DA AL CUESTIONARIO, NO SON NI BUENAS, NI MALAS, LO IMPORTANTE ES QUE

REFLEJE SU MANERA DE PENSAR SOBRE SU TRABAJO.

AL RESPONDER POR FAVOR LEA CUIDADOSAMENTE CADA PREGUNTA Y RESPONDALAS, EN

CADA UNA DE ELLA MARQUE UNA SOLA RESPUESTA. SEÑALE CON UNA "X" EN LA CASILLA QUE

REFLEJE SU OPINION.

ID 001

1 EDAD AÑOS

CUMPLIDOS

2 ESTADO CIVIL:

SOLTERO

UNION LIBRE

CASADO

SEPARADO

DIVORCIADO

56

3 EXPERIENCIA LABORAL

< 1 AÑO

1-5 AÑOS

5-10 AÑOS

10-20 AÑOS

> 20 AÑOS

4 INSTRUCCIÓN

NINGUNA

PRIMARIA

SECUNDARIA

TERCER NIVEL

CUARTO NIVEL

5 CARGO EN LA EMPRESA?

OBRERO DE PATIO

CUÑERO

ENCUELLADOR

MAQUINISTA

SUPERVISOR

TOOL PUSHER

6 CUÁL ES JORNADA DE TRABAJO? (DÍAS TRABAJADOS-DÍAS DE

DESCANSO)

14-14

14-7

57

21-7

7 CUANTAS HORAS AL DÍA TRABAJA?

8 HORAS

12 HORAS

< 12 HORAS

8 TRABAJA EN EL HORARIO DE LA NOCHE

SI

NO

9 DURANTE LA JORNADA DIARIA DE TRABAJO EXISTE

SUPERVISIÓN

SI

NO

10 A CUÁL DE LOS SIGUIENTES RIESGOS ESTA EXPUESTO:

RUÍDO

ALTA TEMPERATURA

VIBRACIÓN

PRESIÓN

11 EN SU LUGAR DE TRABAJO EL RUÍDO ES:

SIEMPRE

CASI SIEMPRE

58

ALGUNAS VECES

CASI NUNCA

NUNCA

12 CONSIDERA QUE TRABAJA CON ALTAS TEMPERATURAS

SI

NO

13 TRABAJA CON EQUIPOS, INSTRUMENTOS O HERRAMIENTAS

CON VIBRACIÓN

SI

NO

SI LA RESPUESTA ES "AFIRMATIVA" INDIQUE QUE TIPO DE EQUIPOS,

INSTRUMENTOS O HERRAMIENTAS ES:

14 EN SU OPERACIÓN TRABAJA CON ALTAS PRESIONES:

SI

NO

DESCONOCE

15 EN LA OPERACIÓN HA VISTO QUE HAN IMPLEMENTADO

NUEVAS HERRAMIENTAS TECNOLÓGIAS

SI

NO

59

16 CUANTAS VECES AL AÑO LE ENTREGAN EQUIPO DE

PROECCIÓN PERSONAL?

NUNCA

UNA VEZ AL AÑO

DOS VECES AL AÑO

CADA QUE SE DETERIOREN LOS EPP

17 HA TENIDO CAPACITACIONES ACERCA DEL TRABAJO QUE

DESEMPEÑA

SI

NO

SI SU RESPUESTA ES "AFIRMATIVA", CUANTAS

CAPACITACIONES TIENE HASTA LA FECHA?

1 CAPACITACIÓN

1-5 CAPACITACIONES

> 5 CAPACITACIONES

18 SE REALIZAN MANTENIMIENTO Y CALIBRACIÓN DE EQUIPOS

E INTRUMENTOS PERIODICAMENTE?

SI

NO

SI SU RESPUESTA ES "AFIRMATIVA", CUANTAS VECES AL AÑO

REALIZAN?

60

UNA VEZ AL AÑO

DOS VECES AL AÑO

> A DOS VECES AL AÑO

NUNCA

19 CONOCE SOBRE ALGUNA NORMATIVA OPERATIVA QUE SE

APLIQUE EN SU LUGAR DE TRABAJO?

SI

NO

20 CON QUE FRECUENCIA LE ENTREGAN SU DOTACIÓN DE

TRABAJO?

UNA VEZ AL AÑO

DOS VECES AL AÑO

CADA QUE SE DETERIOREN

NUNCA

21 CON QUE TIPO DE CLIMA AMBIENTAL TRABAJA?

CÁLIDO

HUMEDO

FRÍO

TODOS LOS ANTERIORES

61

Anexo 3: Carta de autorización

62

Anexo 4: Mapa de ruido

Anexo 5: Mapa de ubicación y ubicación del ruido

63

Anexo 6: Descriptivo de cargo: Jefe de pozo (tool pusher)

68

Anexo 7: Descriptivo de cargo: Supervisor de cuadrillas

73

Anexo 8: Descriptivo de cargo: Maquinista

77

Anexo 9: Descriptivo de cargo: Encuellador

81

Anexo 10: Descriptivo de cargo: Obrero de patio

85

Anexo 11: Manómetro calibrado de presión

86

Anexo 12: Sonómetro

“determinantes de riesgo y exposiciÓn a altas …

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